Розробка головної понижуючої підстанції 35/10 кВ для живлення металургійного заводу

Реферат

Розрахунково-пояснювальна записка містить 55 сторінок, 9 малюнків, 12 таблиць, 0 додатків.

Об'єктом проектування є ГПП металургійного заводу.

Мета роботи: розробка оптимальної схеми підстанції для живлення металургійного заводу.

Для розробки проекту задані початкові дані: навантаження підстанції; напруга мережі; струм короткого замикання на шинах районної підстанції; довжини живлячих ліній; кількість ліній, що відходять від шин НН проектуємої підстанції.

Результатом роботи є: вибір потужності знижувальних трансформаторів підстанції і визначення їх здатності навантаження; розрахунок струмів КЗ; вибір комутаційних апаратів РП ВН підстанції; вибір і розрахунок струмоведучих частин в ланцюзі силового трансформатора; вибір вимикачів і осередків РП НН підстанції; вибір вимірювальних трансформаторів напруги і струму; вибір оперативного струму; вибір системи управління і контролю; вибір типів пристроїв релейного захисту і автоматики; розробка схеми вторинних ланцюгів; вибір системи захисту підстанції від атмосферних перенапружень; розробка компоновки електроустаткування підстанції і конструкції РП.

ПІДСТАНЦІЯ, ЕЛЕКТРИЧНА МЕРЕЖА, ШИННИЙ МІСТ, КАБЕЛЬНА ЛІНІЯ, РОЗПОДІЛЬНИЙ ПРИСТРІЙ, ВИМИКАЧ, ЕЛЕКТРОПРИЙМАЧІ, ТРАНСФОРМАТОР СТРУМУ, ТРАНСФОРМАТОР НАПРУГИ, СИЛОВИЙ ТРАНСФОРМАТОР, СТРУМ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ, ЕЛЕКТРИЧНІ АПАРАТИ.

ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ

ЕС — електроспоживачі;

ПС — підстанція;

ВН — вища напруга;

НН — нижча напруга;

ГПП — головна понижуюча підстанція;

ТС — трансформатор струму;

ТН — трансформатор напруги;

ТВП — трансформатор власних потреб;

РП — розподільчий пристрій;

ВРП — відкритий розподільчий пристрій;

КРП — комплектний розподільчий пристрій;

ЗРП — закритий розподільчий пристрій;

ЛЕП — лінія електропередачі;

ПЛ — повітряна лінія;

КЛ — кабельна лінія;

АВР — автоматичне включення резерву;

АПВ — автоматичне повторне включення;

МСЗ — максимальний струмів захист;

РЗ — релейний захист;

СВ — струмова відсічка;

РПН — регулювання під навантаженням;

ОПН — обмежувач перенапруги;

ПУЕ — правила устрою електропристроїв;

ЭП — електропристрій;

ПС — підстанція.

ЗМІСТ

Вступ

1. ВИБІР ПОТУЖНОСТІ ПОНИЖУЮЧИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ ПІДСТАНЦІІ І ВИЗНАЧЕННЯ ЇХНЬОЇ НАВАНТАЖУВАЛЬНОЇ ЗДАТНОСТІ

1.1 Вибір числа і потужності трансформаторів проектуємої ГПП

1.2 Визначення навантажувальної здатності трансформаторів

1.3 Техніко-економічне порівняння варіантів вибору потужності трансформаторів

2 ВИБІР І ОБГРУНТУВАННЯ ПРИНЦИПОВОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ СХЕМИ ПІДСТАНЦІЇ

2.1 Обґрунтування вибору принципової схеми підстанції

2.2 Вибір схеми ВРП 35 кВ

2.3 Вибір схеми РП 10 кВ

3 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

3.1 Розрахункові умови струмів КЗ

3.2 Розрахунок струму КЗ на стороні 35 кВ

3.3 Розрахунок струму КЗ на стороні 10 кВ при окремій роботі трансформаторів

3.4 Розрахунок ударних струмів на стороні 35 кВ та 10 кВ

4 ВИБІР КОМУТАЦІЙНИХ АПАРАТІВ ВРП ВН ПІДСТАНЦІЇ

4.1 Умови вибору апаратів

4.2 Вибір апаратів ВРП 35 кВ

5 ВИБІР І РОЗРАХУНОК СТРУМОВЕДУЧИХ ЧАСТИН У ЛАНЦЮГУ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

5.1 Вибір і розрахунок ошиновки ВРП 35 кВ

5.2 Вибір і розрахунок шинного моста вводу в РП 10кВ

10 ВИБІР ВИМИКАЧІВ І КОМІРОК РП НН ПІДСТАНЦІЇ

10.1 Вибір вимикачів вводу, секційного і відгалужувальних ліній

10.2 Вибір комірок РП НН

7 ВИБІР ВИМІРЮВАЛЬНІХ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ І СТРУМУ

7.1 Вибір трансформаторів напруги

7.2 Вибір трансформаторів струму

8 ВИБІР ОПЕРАТИВНОГО СТРУМУ

9 ВИБІР СИСТЕМИ КЕРУВАННЯ І КОНТРОЛЮ

9.1 Вибір системи керування

9.2 Вибір системи контролю

10 ВИБІР ТИПІВ ПРИСТРОЇВ РЕЛЕЙНОГО ЗАХИСТУ Й АВТОМАТИКИ

10.1 Захист силових трансформаторів ГПП

10.2 Захист збірних шин

10.3 Захист відгалужувальних ліній 10 кВ

10.4 Вибір пристроїв автоматики — АВР, АПВ, АЧР

11 РОЗРОБКА СХЕМИ ВТОРИННИХ ЛАНЦЮГІВ

12 ВИБІР СИСТЕМИ ЗАХИСТУ ПІДСТАНЦІЇ ВІД АТМОСФЕРНИХ ПЕРЕНАПРУГ

13 ВИБІР КАБЕЛІВ ЛІНІЙ, ЩО ВІДХОДЯТЬ ВІД ШИН РП НН

14 РОЗРОБКА КОМПОНУВАННЯ ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ ПІДСТАНЦІЇ І КОНСТРУКЦІЇ РОЗПОДІЛЬЧИХ ПРИСТРОЇВ

14.1 Розробка компонування електроустаткування підстанції

14.2 Розробка конструкції РП ВН 35 кВ

14.3 Розробка конструкції РП НН 10 кВ

ПЕРЕЛІК ЛІТЕРАТУРИ

ВСТУП

Метою курсового проекту є проектування і розробка знижувальної підстанції металургійного заводу. Така підстанція повинна задовольняти умовам необхідного ступеня надійності електропостачання, бути економічної з погляду витрат на спорудження підстанції і втрат електричної енергії в ній, бути пристосованої до проведення ремонтних робіт, повинна мати оперативну гнучкість.

На двотрансформаторній підстанції потужність трансформаторів вибирається таким чином, щоб при аварійному відключенні одного з них трансформатор, що залишився в роботі, забезпечував споживачів 1-й і 2-й категорій.

Проектована підстанція є тупиковою, тобто приєднується у кінці радіальної ліній системи. Трансформаторна підстанція перетворює і розподіляє електроенергію на більш низькій напрузі по заводу.

1. ВИБІР ПОТУЖНОСТІ ПОНИЖУЮЧИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ ПІДСТАНЦІЇ І ВИЗНАЧЕННЯ ЇХНЬОЇ НАВАНТАЖУВАЛЬНОЇ ЗДАТНОСТІ

1.1 ВИБІР ЧИСЛА І ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ ПРОЕКТУЄМОЇ ГПП

Так як на металургійному заводі знаходяться споживачі 1 категорії надійності, то згідно ПУЕ, їх живлення необхідно здійснювати від двох незалежних джерел електроенергії. Тому на ГПП встановлюються два трансформатори.

Визначаємо розрахункове навантаження підприємства:

(1.1)

де P_P — розрахункова активна потужність підприємства, МВт;

Q_е — вхідна реактивна потужність від енергосистеми, Мвар.

Визначаємо вхідну реактивну потужність від енергосистеми:

(1.2)

Визначаємо повну розрахункову потужність підстанції за формулою 1.1:

Для ПС із двома трансформаторами номінальна потужність кожного із них повинна задовольняти умові:

(1.3)

де — коефіцієнт завантаження трансформатору для ГПП. По ПУЕ приймаємо =0.7. Тому:

Для ГПП обирається трансформатор із найближчою за шкалою навантажень номінальною потужністю. Вибираємо трансформатор ТДН-10 000/110.

Таблиця 1.1 — Технічні дані трансформатору

1.2 ВИЗНАЧЕННЯ НАВАНТАЖУВАЛЬНОЇ ЗДАТНОСТІ ТРАНС-ФОРМАТОРІВ

Навантажувальна здатність обраних трансформаторів визначається як для аварійного режиму, так і для систематичних навантажень.

Допустимі аварійні перевантаження спричиняють підвищений по відношенню до нормованого знос ізоляції, що може привести до скорочення нормованого строку служби трансформатора, якщо не буде компенсації зносу ізоляції при знижених навантаженнях.

Визначимо перевантаження трансформатора в аварійному режимі.

Коефіцієнт максимального перевантаження для зимового періоду становить:

(1.4)

За таблицею 2 визначаємо норму максимально припустимих аварійних перевантажень. Для K_max=1,95 при t=0 ^oC вона складає 2 години. Згідно ПУЕ робота трансформатора у аварійному режимі допускається впродовж 6 годин протягом 5 діб. Тобто, трансформатор на ПС буде працювати із перевищенням норми максимально припустимих аварійних перевантажень без урахування того, що в аварійному режимі дозволяється вимкнення деякої частини ЕП 3 категорії надійності.

Визначимо коефіцієнт максимального перевантаження для зимового періоду із урахуванням того, що в аварійному режимі для металургійного заводу дозволяється вимкнення 5% ЕП 3 категорії надійності:

(1.5)

За таблицею 2 визначаємо норму максимально припустимих аварійних перевантажень. Для K_max=1.86 при t=0 ^oC вона складає 3,5 години. Згідно ПУЕ робота трансформатора у аварійному режимі допускається впродовж 6 годин протягом 5 діб. Тобто, трансформатор на ПС буде працювати із перевищенням норми максимально припустимих аварійних перевантажень із урахуванням того, що в аварійному режимі для металургійного заводу дозволяється вимкнення 5% ЕП 3 категорії надійності.

Тому для ГПП обирається трансформатор із найближчою більшою за шкалою навантажень номінальною потужністю. Вибираємо трансформатор ТРДН-16 000/110.

Таблиця 1.2 — Технічні дані трансформатору

Визначимо перевантаження трансформатора в аварійному режимі.

Коефіцієнт максимального перевантаження для зимового періоду визначаємо за формулою 1.4:

За таблицею 2 визначаємо норму максимально припустимих аварійних перевантажень. Для K_max=1.23 при t=0 ^oC вона складає 24 години. Тобто, трансформатор на ПС буде працювати без перевищення норми максимально припустимих аварійних перевантажень без урахування того, що в аварійному режимі дозволяється вимкнення деякої частини ЕП 3 категорії надійності.

Відносне значення розрахункового навантаження влітку, у порівнянні з зимовим, приймають рівним 0.9. Тому для літнього періоду:

(1.6)

За таблицею 2 норма максимально припустимих аварійних перевантажень для K_{МАКС Л}=1,102 при t=20 ^oC складає 24 години. Отже, в літній період трансформатор на ПС буде працювати без аварійних перевантажень.

Перевантаження трансформаторів із збереженням нормованого терміну служби ізоляції визначаються ПУЕ як припустиме систематичне навантаження. Оцінка величини припустимого систематичного навантаження потрібна для виявлення умов і термінів проведення планових робіт устаткування.

Визначимо припустимі систематичні навантаження.

Виконаємо перетворення добового графіка навантаження в двоступеневий. Еквівалентне навантаження за будь-який період визначається як середньоквадратичне за цей період із виразу:

(1.7)

де S₁, S₂,…, S_i — навантаження відповідної ступіні вихідного графіка, МВА;

t₁, t₂,…, t_i — тривалість відповідної ступіні вихідного графіка добового навантаження, год.

Визначаються ступіні періоду зимових навантажень добового графіка.

Час роботи трансформатору з коефіцієнтом завантаження < 0.85 складає 10 годин, а з коефіцієнтом > 0.85 — 14 годин.

Визначимо за формулою (1.6) еквівалентне навантаження за період роботи трансформатора з коефіцієнтом завантаження < 0.85:

Визначимо за формулою (1.6) еквівалентне навантаження за період роботи трансформатора з коефіцієнтом завантаження > 0.85:

Визначимо коефіцієнт початкового навантаження:

(1.8)

Визначимо коефіцієнт перевантаження:

(1.9)

За таблицею 1.36 визначаємо норму максимально припустимих систематичних перевантажень для зимового періоду (t=0 ^oC). Для K₁=1.101 і K₂=1,138 вона складає 24 години. Так як час перевантаження на заводі складає 14 годин, то трансформатор на ПС буде працювати без систематичних перевантажень.

Відносне значення розрахункового навантаження влітку, у порівнянні з зимовим, приймають рівним 0.9. Тому:

(1.10)

(1.11)

За таблицею 1.36 визначаємо норму максимально припустимих систематичних перевантажень для літнього періоду (t=20 ^oC). Для K_1л=0.99 і K₂=1.024 вона складає 24 години. Так як час перевантаження на заводі складає 14.5 годин, то у літній період трансформатор також буде працювати без систематичних перевантажень.

Графіки навантаження і коефіцієнти показані на рисунку 1.1.

Проаналізуємо завантаження трансформатора для вихідного дня.

Визначимо еквівалентне навантаження трансформатору у вихідний день за формулою (1.6):

Визначимо коефіцієнт завантаження трансформатору у вихідний день для зимового періоду:

(1.12)

Для літнього періоду:

(1.13)

Оскільки коефіцієнт завантаження трансформатору становить 0.42 для зимового періоду і 0.38 для літнього, то у вихідний день трансформатор буде працювати без перевантажень. Тому планові роботи устаткування рекомендовано проводити у вихідний день.

Рисунок 1.1 — Графіки навантаження і коефіцієнти :

1- вихідний добовий графік навантаження заводу;

2- графік навантаження заводу у вихідний день;

3- двоступеневий еквівалентний графік;

4- коефіцієнт перевантаження трансформатору в аварійному режимі;

5- коефіцієнт початкового навантаження;

6- коефіцієнт перевантаження.

1.3 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ ВИБОРУ ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ

Економічна оцінка варіантів, що розглядаються, полягає у визначенні приведених витрат для кожного варіанта. Критерієм економічності варіанта є мінімум приведених витрат на трансформацію електроенергії.

У техніко-економічному порівнянні порівнюємо тільки припустимі по технічних вимогах варіанти, тобто такі, у яких споживач одержує необхідну кількість електроенергії необхідної якості при заданому ступені надійності. У цей час економічним критерієм, по якому визначається найбільш вигідний варіант, є мінімум приведених витрат, що обчислюють по формулі:

(1.14)

де И — річні експлуатаційні витрати, грн/рік;

Е_н — нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень, 1/рік. Приймаємо Е_н=0.121/рік;

Ккапіталовкладення (вартість трансформатору), грн.

Річні експлуатаційні витрати визначаються за формулою:

(1.15)

де И_а — амортизаційні відрахування, грн/рік;

И_о — витрати на обслуговування ЕУ, грн/рік. Так як вони складають незначну частину повних витрат, то їх можна не враховувати;

И_пот — витрати, зумовлені втратами електроенергії за рік, грн/рік.

Амортизаційні відрахування визначаються за формулою:

(1.16)

де, а — норма амортизаційних відрахувань, %. За таблицею 10.2 для силового електротехнічного обладнання і РП, а = 6.4%.

Витрати, що зумовлені втратами електроенергії визначаються за формулою:

(1.17)

де С — середня собівартість електроенергії, грн/(кВт^.год). Вона становить 0.94 грн/(кВт^.год);

— втрати електроенергії, кВт;

— час максимальних втрат, год.

Час максимальних втрат визначається за формулою:

(1.18)

де Т_м — час використання максимального навантаження, год.

Виконаємо економічну оцінку для двох варіантів: при встановленні на ПС двох трансформаторів типу ТДНС-25 000/35 або ТДН-16 000/35. Їх технічні дані наведені в таблиці 1.3.

Таблиця 1.3 — Технічні дані трансформаторів

Вартості трансформаторів:

К_{(ТДНС-16 000)}= 4800 000 грн.

К_{(ТДН-25 000)}=7500 000 грн.

Час максимальних втрат визначаємо за формулою 1.18. Оскільки для металургійного заводу Т_м=4355 год, то:

Опори трансформаторів визначаються за формулою:

(1.19)

де — втрати активної потужності в обмотці трансформатора, кВт.

Визначимо опір трансформатора типу ТДНС-25 000/35:

Визначимо опір трансформатора типу ТДН-16 000/35:

Розрахуємо втрати електроенергії в трансформаторах за формулою:

(1.20)

де — втрати активної потужності холостого ходу, МВт.

Для трансформатора типу ТДН-25 000/35:

Для трансформатора типу ТДН-16 000/35:

Витрати, що зумовлені втратами електроенергії визначаються за формулою 1.17. Для трансформатора типу ТДН-25 000/35:

Для трансформатора типу ТДН-16 000/35:

Амортизаційні відрахування визначаються за формулою 1.16. Для трансформатора типу ТДН-25 000/35:

Для трансформатора типу ТДН-16 000/35:

Річні експлуатаційні витрати визначаються за формулою 1.15. Для трансформатора типу ТДНС-25 000/35:

Для трансформатора типу ТДН-16 000/35:

Визначаємо приведені витрати за формулою 1.14. Для трансформатора типу ТДНС-25 000/35:

Для трансформатора типу ТДН-16 000/35:

Трансформатор ТДН-16 000/35 у порівнянні із трансформатором ТДНС-25 000/35 має дещо менші розміри, що зручно для експлуатації. До того ж, при встановленні на ПС трансформаторів типу ТДН-16 000/35, їх потужності буде достатньо для забезпечення живлення заводу при його розширенні і встановленні додаткового обладнання. Тому для встановлення на ПС приймаємо трансформатори типу ТДН-16 000/35.

2. ВИБІР ТА ОБГРУНТУВАННЯ ПРИНЦИПОВОЇ СХЕМИ ПІДСТАНЦІЇ

2.1 ОБГРУНТУВАННЯ ВИБОРУ ПРИНЦИПІАЛЬНОЇ СХЕМИ ПІДСТАНЦІЇ

Принципова схема електричних з'єднань підстанції - це сукупність основного електрообладнання (трансформатори, лінії), збірних шин, комутаційного та іншого обладнання із усіма з'єднаннями між ними.

При виборі принципової схеми підстанції необхідно врахувати наступні основні вимоги:

— надійність електропостачання споживачів — здатність електроустановки забезпечити безперебійне електропостачання;

— пристосованість до проведення ремонтних робіт — визначається можливістю проведення ремонтів без порушення або обмеження електропостачання споживачів;

— оперативна гнучкість електричної схеми — визначається її пристосуванням до створення необхідних експлуатаційних режимів та проведення оперативних переключень;

— економічна доцільність схеми оцінюється приведеними затратами, що включають у себе витрати на зведення установки — капіталовкладення, її експлуатацію та можливого збитку при порушенні електропостачанні;

— перспектива розширення підстанції.

Вирішальним при виборі схеми ГПП враховуються положення підстанції в енергосистемі та напругу мережі. Шини вищої напруги є тупіковими точками енергосистеми.

Схема ЗРП 10 кВ залежить від:

а) схеми електропостачання споживачів;

б) категорії споживачів по ступені надійності електропостачання, (на металургійному заводі 95% споживачів І та ІІ категорії);

в) обмоток НН трансформатора.

2.2 ВИБІР СХЕМИ ВРП 35 кВ

На стороні ВН підстанції обирається схема «блок трансформатор — лінія» з одним роз'єднувачем на стороні ВН.

Переваги схеми:

а) достатньо невелика кількість електрообладнання б) економічність.

Робота схеми:

В нормальному режимі трансформатори отримують живлення від різних ліій. При КЗ на одній з живлячих ліній, вона відключається вимикачем, встановленим на даному приєднанні і передача потужності на цій лінії та живлення споживачів ГПП буде здійснюватися через іншу живлячу лінію. При КЗ на шинах відключаються лінії. У разі виходу з ладу одного з трансформаторів, він відключається вимикачами зі сторін ВН і НН, АВР вмикає секційний вимикач на стороні НН і споживачі отримуватимуть живлення від іншого трансформатора.

2.3 ВИБІР СХЕМИ ЗРП 10 кВ

На стороні 10 кВ обирається схема з однією системою збірних шин секціоновану вимикачем.

Переваги схеми:

а) достатня надійність;

б) простота;

в) дозволяє використання КРП, що значно знижує вартість монтажу, дозволяє широко використовувати механізацію та зменшує час будівництва;

г) споживачі І та ІІ категорії мають резервне живлення від іншої секції шин.

В нормальному режимі секційний вимикач вимкнений, трансформатори працюють роздільно, і споживачі отримують живлення, від різних секцій шин.

При пошкоджені одного з трансформаторів, ввідний вимикач на секцію шин вимикається, пристрій АВР включає секційний вимикач і дві секції збірних шин отримуватимуть живлення від одного трансформатора. При пошкодженні однієї з ліній, вона буде відключена вимикачем встановленим на даному приєднані.

3. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

3.1 РОЗРАХУНКОВІ УМОВИ СТРУМІВ КЗ

Розрахунок струмів КЗ проводимо в іменованих одиницях.

Рисунок 3.1 — Розрахункова схема для визначення струмів КЗ

Складаємо схему заміщення мережі та визначаємо її параметри.

Рисунок 3.2 — Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ

Знаходимо ЕРС та опір системи:

(3.1)

(3.2)

де — струм КЗ на шинах системи.

Визначаємо опір лінії:

(3.3)

де — довжина повітряної лінії;

— питомий опір лінії.

Розраховуємо опір трансформатора:

(3.4)

де — напруга короткого замикання трансформатора;

— номінальна потужність трансформатора.

3.2 РОЗРАХУНОК СТРУМУ КЗ НА СТОРОНІ 35 КВ

Підпитка від навантаження не враховується, оскільки її вплив на сумарний струм КЗ незначни й.

Рисунок 3.3 — Схема заміщення для розрахунку струму КЗ на стороні ВН

Визначення струму трьохфазного КЗ в точкі К1:

(3.5)

3.3 РОЗРАХУНОК СТРУМУ КЗ НА СТОРОНІ 10 КВ ПРИ ОКРЕМІЙ РОБОТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ

При розрахунку струму КЗ в точкі К2, необхідно враховувати вплив навантаження на сумарний струм КЗ.

Рисунок 3.4 — Схема заміщення для розрахунку струму КЗ в точкі К2 при окремій роботі трансформаторів

Розраховуємо опір трансформатора:

(3.6)

.

Приймаємо основну ступінь — 10,5 кВ.

Визначаємо коефіцієнт трансформації:

(3.7)

де напруга обмотки ВН трансформатора;

напруга обмотки НН трансформатора.

Визначаємо коефіцієнт трансформації:

.

Визначаємо опір навантаження:

(3.8)

де повна потужність навантаження однієї секції шин

Розраховуємо ЕРС навантаження:

(3.9)

Знаходимо ЕРС та опір системи:

(3.10)

(3.11)

де струм КЗ на шинах системи.

Ом.

Визначаємо опір лінії:

(3.12)

Знаходимо струм від системи та навантаження:

(3.13)

(3.14)

Визначаємо струм трьохфазного КЗ в точкі К2:

(3.15)

3.5 РОЗРАХУНОК УДАРНОГО СТРУМУ КЗ У ТОЧКАХ К-1 ТА К-2

Для розрахунку ударних струмів КЗ необхідно визначити активні опори схеми заміщення. Опір навантаження у розрахунках не враховуємо, оскільки його вплив на значення струму незначний.

Визначаємо активний опір системи:

; (3.22)

Розраховуємо активний опір повітряної лінії:

(3.23)

де — питомий активний опір лінії.

Розраховуємо активний опір трансформатора:

(3.24)

де втрати короткого замикання трансформатора.

Визначаємо еквівалентні постійні часу:

(3.25)

(3.26)

Визначаємо ударні коефіцієнти:

(3.27)

(3.28)

.

Визначаємо ударний струм на стороні ВН:

(3.29)

Визначаємо ударний струм на стороні НН:

(3.30)

трансформатор підстанція струм електричний

4. ВИБІР КОМУТАЦІЙНИХ АПАРАТІВ ВРП ВН ПІДСТАНЦІЇ

4.1 УМОВИ ВИБОРУ АПАРАТІВ

До комутаційних апаратів розподільчого пристрою відносяться вимикачі і роз'єднувачі.

Вимикач — комутаційний апарат, призначений для включення і відключення ланцюга в будь-яких режимах: тривале навантаження, перевантаження, КЗ, холостий хід. Найбільш важкою і відповідальною операцією є відключення струмів КЗ і включення на існуюче КЗ.

До вимикачів високої напруги ставлять наступні вимоги:

а) надійність відключення будь-яких струмів (від десятків ампер до номінального струму відключення);

б) швидкість дії, тобто найменший час відключення;

в) придатність до швидкодіючого АПВ, тобто швидке включення вимикача одразу ж після його виключення;

г) легкість ревізії і огляду контактів;

д) вибухота пожежна безпечність;

е) зручність транспортування та експлуатації.

Вимикачі високої напруги повинні тривалий час витримувати номінальний струм та номінальну напругу.

Вимикачі обираються за наступними параметрами:

а) за напругою установки:

; (4.1)

б) за довготривалим струмом:

; (4.2)

в) за здатністю відключати струми КЗ:

; (4.3)

г) за електродинамічною стійкістю:

; (4.4)

д) за термічною стійкістю:

. (4.5)

Роз'єднувач — контактний комутаційний апарат, призначений для відключення і включення електричного ланцюга без струму або із незначним струмом, і який для безпеки має між контактами у відключеному положенні ізоляційний проміжок. При ремонтних роботах роз'єднувачем створюється видимий розрив між частинами, що залишилися під напругою і апаратами, що виведені у ремонт.

Роз'єднувачі обираються за наступними параметрами:

а) за напругою установки:

; (4.6)

б) за струмом:

; (4.7)

в) за електродинамічною стійкістю:

; (4.8)

г) за термічною стійкістю:

. (4.9)

4.2 ВИБІР АПАРАТІВ ВРП 35 КВ

Розрахуємо максимальний робочий струм:

(4.10)

Розрахуємо тепловий імпульс:

(4.11)

де — струм трифазного КЗ на стороні ВН, кА;

— час дії релейного захисту. Він залежить від місця установки вимикача. Приймаємо =0,1с;

— повний час вимкнення вимикача, с. Приймаємо =0.07с;

— постійна часу згасання аперіодичної складової струму КЗ, с. Її значення беремо із п. 3.5: .

Отже:

З таблиці 5.2 згідно п. 4.1 вибираємо елегазовий вимикач зовнішнього встановлення ВГБ-35−12,5/1000. Його основні параметри заносимо до таблиці 4.1.

З таблиці 5.5 згідно п. 4.1 вибираємо горизонтальний роз'єднувач зовнішнього встановлення РНД-35/1000У1. Його основні параметри заносимо до таблиці 4.1.

Таблиця 1.3 — Параметри комутуючих апаратів на стороні 110 кВ.

5. ВИБІР І РОЗРАХУНОК СТРУМОВЕДУЧИХ ЧАСТИН У ЛАНЦЮГУ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

5.1 ВИБІР І РОЗРАХУНОК ОШИНОВКИ ВРП 35 КВ

Основне електрообладнання ПС і апарати в цих ланцюгах з'єднуються між собою провідниками різного типу, які утворюють струмоведучі частини ЕУ. До встановлення на підстанції приймаємо провідники жорсткого типу. Застосування жорсткої ошиновки дозволяє зменшити витрати матеріалів, трудомісткість побудови і монтажу, а також скоротити площу ВРП.

Згідно ПУЕ збірні шини і ошиновка у межах РП всіх напруг за економічною густиною струму не обираються. Тому вибір перерізу шин будемо виконувати за допустимим струмом:

(5.1)

де — форсований струм, визначаємо з урахуванням розширення підприємства. Форсований струм визначається за формулою:

(5.2)

З таблиці 7.4 обираємо трубчаті шини із алюмінієвого сплаву марки АДЗЗТІ з наступними параметрами:

— внутрішній діаметр d=27 мм;

— зовнішній діаметр D=30 мм;

— допустимий струм =500 А;

— питомий опір алюмінію;

— питомий опір сплаву;

— параметр, необхідний для перевірки шин на термічну стійкість ;

— міцність матеріалу шини .

Перерахуємо допустимий струм для сплаву:

(5.3)

Виконаємо перевірку шин на термічну стійкість при КЗ.

Шини вважаються термічно стійкими якщо виконується умова:

(5.4)

де — перетин шини, що перевіряється на термічну стійкість, мм²;

— розрахунковий мінімально припустимий перетин для шини із даного матеріалу, мм².

Мінімально припустимий перетин визначається за формулою:

(5.5)

де B_К — тепловий імпульс, .

Значення теплового імпульсу беремо із п. 4.2: .

Отже:

Визначимо перетин обраної шини:

(5.6)

Шини мають достатню термічну стійкість, оскільки умова 5.4 виконується:

Виконаємо перевірку шин на електродинамічну стійкість.

В шинах не виникає механічний резонанс якщо частота їх коливань знаходиться у межах:

(5.7)

(5.8)

Визначимо частоту власних коливань для алюмінію:

(5.9)

де L — відстань між ізоляторами, м. Приймаємо L=4м;

J — момент інерції поперечного перерізу шини, см⁴;

q — перетин обраної шини, см².

Момент інерції поперечного перерізу шини визначається за формулою:

(5.10)

Отже, частота власних коливань для алюмінію:

Резонанс не виникає, так як виконується умова 5.6:

Виконаємо розрахунок механічного напруження шин.

Шини вважаються механічно стійкими, якщо виконується умова:

(5.11)

де — розрахункове механічне напруження в матеріалі шини, що виникає при дії згинаючого моменту, МПа;

— припустиме механічне напруження в матеріалі шини, МПа.

Визначимо момент опору шини відносно осі:

(5.12)

де D — зовнішній діаметр шини, см;

d — внутрішній діаметр шини, см.

Отже:

Визначимо напруження в матеріалі шин, виникаючого при дії згинаючого моменту:

(5.13)

де — значення ударного струму на стороні 35 кВ, А. Значення ударного струму беремо із п. 3.5 ;

— відстань між фазами, м. Приймаємо a=1.5м.

Визначимо припустиме механічне напруження в матеріалі шини:

(5.14)

Робимо висновок, що шини механічно стійкі, оскільки виконується умова 5.11:

5.2 ВИБІР І РОЗРАХУНОК ШИННОГО МОСТА ВВОДУ В РП 10КВ

Вибір перерізу шин будемо виконувати за допустимим струмом.

Умова вибору:

(5.15)

Розрахуємо максимальний робочий струм:

кА (5.16)

За умовою 5.15 із 7.2 та 7.3обираємо алюмінієві однополосні шини марки АДО прямокутного перетину із наступними параметрами:

— допустимий тривалий струм ;

— товщина шини h=8 мм;

— ширина шини b=100 мм;

— площа поперечного перетину із врахуванням закруглень q=797 мм²;

— міцність матеріалу шини ;

— параметр, необхідний для перевірки шин на термічну стійкість .

Шини встановлюються плашмя.

Виконаємо перевірку шин на термічну стійкість при КЗ.

Шини вважаються термічно стійкими, якщо виконується умова 5.4:

де — перетин шини, що перевіряється на термічну стійкість, мм²;

— розрахунковий мінімально припустимий перетин для шини із даного матеріалу, мм².

Мінімально припустимий перетин визначається за формулою 5.5:

де B_К — тепловий імпульс, .

Тепловий імпульс визначається за формулою:

(5.17)

де — струм трифазного КЗ на стороні НН, кА;

— час дії релейного захисту. Він залежить від місця установки вимикача. Приймаємо =0,1с;

— повний час вимкнення вимикача, с. Приймаємо =0.065с;

— постійна часу згасання аперіодичної складової струму КЗ, с. Її значення беремо із п. 3.5: .

Отже, визначаємо тепловий імпульс:

Отже, визначаємо мінімально припустимий перетин:

Шини мають достатню термічну стійкість, оскільки умова 5.4 виконується:

Виконаємо перевірку шин на електродинамічну стійкість за умовами 5.7 та 5.8:

Частоту власних коливань для алюмінію визначаємо за формулою 5.9:

де L — відстань між ізоляторами, м. Приймаємо L=1.5м;

J — момент інерції поперечного перерізу шини, см⁴;

q — перетин обраної шини, см².

Момент інерції шини визначимо за формулою:

(5.18)

Частота власних коливань для алюмінію за формулою 5.9:

Резонанс не виникає, так як виконується умова 5.8:

Виконаємо розрахунок механічного напруження шин.

Шини вважаються механічно стійкими, якщо виконується умова 5.11:

де — розрахункове механічне напруження в матеріалі шини, що виникає при дії згинаючого моменту, МПа;

— припустиме механічне напруження в матеріалі шини, МПа.

Визначимо момент опору шини відносно осі:

(5.19)

Визначимо напруження в матеріалі шин, виникаючого при дії згинаючого моменту за формулою 5.13:

де — значення ударного струму на стороні 10 кВ, А. Значення ударного струму беремо із п. 3.26 ;

— відстань між ізоляторами, м;

— момент опору шини відносно осі, см³;

— відстань між фазами, м. Приймаємо a=0.4 м.

Отже:

Визначимо припустиме механічне напруження в матеріалі шини:

(5.20)

Робимо висновок, що шини механічно стійкі, оскільки виконується умова 5.11:

В РП жорсткі шини встановлюються на опорних ізоляторах, вибір яких здійснюється за наступними умовами:

— за номінальною напругою:

; (5.20)

— за припустимим навантаженням:

(5.21)

де — розрахункова сила, що діє на ізолятор, Н;

— припустиме навантаження на ізолятор, Н.

За номінальною напругою обираємо опорні ізолятори типу С4−80 I УХЛ із наступними параметрами:

— номінальна напруга ;

— мінімальна руйнівна сила на вигин ;

— висота ізолятору .

Виконаємо перевірку ізолятора за припустимим навантаженням.

При горизонтальному розміщенні ізоляторів розрахункова сила, що діє на ізолятор, визначається за формулою:

(5.22)

де — поправочний коефіцієнт на висоту шини. Визначається за формулою:

. (5.23)

Отже, розрахункова сила, що діє на ізолятор:

.

Припустиме навантаження на ізолятор визначимо за формулою:

. (5.24)

Ізолятор має достатню механічну міцність, оскільки виконується умова:

6. ВИБІР ВИМИКАЧІВ І КОМІРОК РП НН ПІДСТАНЦІЇ

6.1 ВИБІР ВИМИКАЧІВ ВВОДУ, СЕКЦІЙНОГО І ВІДГАЛУЖУВАЛЬНИХ ЛІНІЙ

Вимикачі обираються за наступними параметрами:

а) за напругою установки:

; (6.1)

б) за довготривалим струмом:

; (6.2)

в) за здатністю відключати струми КЗ:

; (6.3)

г) за електродинамічною стійкістю:

; (6.4)

д) за термічною стійкістю:

. (6.5)

Розрахуємо максимальний робочий струм для вибору вимикачів вводу:

. (6.6)

Розрахуємо максимальний робочий струм для вибору секційних вимикачів:

. (6.7)

Розрахуємо максимальні робочі струми для відгалужувальних вимикачів за формулою:

(6.8)

де — навантаження лінії, МВт;

— коефіцієнт уважчення. Для металургійного заводу .

визначимо за формулою:

. (6.9)

Максимальний робочий струм для ліній із навантаженням 2.5 МВт:

.

Максимальний робочий струм для ліній із навантаженням 1.4 МВт:

.

Максимальний робочий струм для ліній із навантаженням 0.9 МВт:

.

Тепловий імпульс визначається за формулою:

(6.10)

де — струм трифазного КЗ на стороні НН, кА;

— час дії релейного захисту. Він залежить від місця установки вимикача. Приймаємо для ввідного вимикача =0.5с, для секційного вимикача =1с, для відгалужувального вимикача =1.5с;

— повний час вимкнення вимикача, с. Приймаємо =0.065 с;

— постійна часу згасання аперіодичної складової струму КЗ, с. Її значення беремо із п. 3.24: .

Тоді тепловий імпульс для вимикача ввідної лінії:

Тепловий імпульс для секційного вимикача:

Тепловий імпульс для відгалужувального вимикача:

Згідно розрахунків із таблиці 5.2 і 5.5 вибираємо наступні вимикачі для внутрішнього встановлення :

— ввідний — вакуумний вимикач;

— секційний — вакуумний вимикач ;

— відгалужувальний — вакуумний вимикач .

Їх параметри заносимо до таблиці 6.1.

Таблиця 6.1 — Параметри вимикачів на стороні 10 кВ.

Таблиця 6.1 — Параметри вимикачів на стороні 10 кВ (продовження).

6.2 ВИБІР КОМІРОК РП НН

КРП — захищений електротехнічний пристрій, призначений для прийому і розподілу електроенергії, що складається із комірки КРП із строєними апаратами комутації, керування, вимірювання, захисту і регулювання, а також несучими конструкціями, кожухами, електричними з'єднаннями та допоміжними елементами. КРП внутрішнього встановлення призначені для роботи у закритих приміщеннях або зведеннях.

На проектованій підстанції встановлюємо КРП внутрішнього встановлення серії КМ-1 з вакуумними вимикачами. З таблиці 9.5 вибираємо типи комірок і заносимо їх дані до таблиці 6.2.

Таблиця 6.2 — Каталожні дані комірок.

7. ВИБІР ВИМІРЮВАЛЬНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ ТА СТРУМУ

7.1 ВИБІР ВИМІРЮВАЛЬНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ НАПРУГИ

Трансформатори напруги призначені для пониження високої напруги до стандартної величини 100 або В і для відокремлення ланцюгів вимірювання та релейного захисту від первинних ланцюгів високої напруги.

Умови вибору трансформаторів напруги:

— за напругою установки: U_уст U_ном; (7.1)

— за конструкцією і схемою з'єднання обмоток;

— за класом точності;

— за вторинним навантаженням: S_уст S_ном. (7.2)

На стороні ВН встановлюємо трансформатори напруги типу ТФЗМ 35А У1 для релейного захисту. На стороні НН установлюємо трифазні трьохобмоткові ТН по одному на кожну шину. Третя обмотка з'єднана в розімкнутий трикутник і призначена для приєднання приборів контролю ізоляції.

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТН однієї із секцій з огляду на те, що його навантаження складають:

— ватметр, лічильник активної і реактивної потужностей для лінії вводу;

— вольтметр для вимірювання міжфазної напруги і вольтметр із перемиканням для вимірювання трьох фазних напруг секції;

— лічильник активної і реактивної потужностей на кожній із відгалужувальних ліній (по 3 відгалужувальні лінії на кожній секції).

Із таблиці 6.26 обираємо прилади вимірювань і контролю, їх параметри заносимо до таблиці 7.1.

Таблиця 7.1 — Навантаження ТН однієї секції.

Повне навантаження вторинної обмотки ТН визначимо за формулою:

(7.3)

де — сумарна повна потужність приборів вторинної обмотки ТН, ВА;

— сумарна активна потужність приборів вторинної обмотки ТН, ВА;

— для вольтметру СВ3020−100 і ватметру СР3021.

Отже:

.

Із таблиці 5.13 для встановлення на шинах секції обираємо трансформатор напруги типу НТМИ-6−66У3 (трьохфазний, із масляною ізоляцією, вимірювальний) із номінальною потужністю S_ном=50 ВА класу точності 0.5.

7.2 ВИБІР ВИМІРЮВАЛЬНИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ СТРУМУ

Трансформатор струму призначений для зменшення первинного струму до значень, найбільш зручних для вимірювальних приладів та реле, а також для відділення ланцюгів вимірювань та захисту від первинних ланцюгів високої напруги.

Умови вибору трансформаторів струму:

— за напругою установки: U_устU_ном; (7.4)

— за струмом: I_робI_ном, I_maxI_ном; (7.5)

— за конструкцією і класом точності;

— за електродинамічною стійкістю: або, (7.6)

де — кратність електродинамічної стійкості за каталогом.

— за термічною стійкістю: або, (7.7)

де — кратність термічної стійкості за каталогом,

— час термічної стійкості за каталогом.

— за вторинним навантаженням (опором):, (7.8)

де — вторинне навантаження трансформатору струму, Ом;

— номінальне припустиме навантаження трансформатору струму у вибраному класі точності, Ом.

Проведемо вибір ТС для встановлення на стороні ВН трансформатора.

Таблиця 7.2 — Навантаження ТС на стороні ВН.

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТС, встановленого на стороні 110 кВ:

(7.9)

де r_ПРИЛ — опір приладів, що підключені до вторинної обмотки ТС, Ом;

r_ПРОВ — опір з'єднувальних проводів, Ом;

r_К — перехідний опір контактів, Ом. Приймаємо r_К=0.1 Ом.

Опір приладів визначимо за формулою:

(7.10)

де S_ПРИЛ — потужність вимірювальних приладів, що підключені до вторинної обмотки ТС, ВА;

І_2НОМ — номінальний вторинний струм ТС, А. Для ТС І_2НОМ=5А.

Отже:

.

В якості з'єднувальних проводів приймаємо контрольний кабель АКРВГ з алюмінієвими жилами перерізом 4 мм². Довжину кабелю приймаємо рівною 20 м.

Опір з'єднувальних проводів визначається за формулою:

(7.11)

де с — питомий опір матеріалу провідника,. Для алюмінію ;

l — довжина кабелю, м;

S — поперечний переріз провідника, мм².

Отже:

Ом.

Визначимо навантаження ТС, встановленого на стороні 35 кВ:

Ом.

На стороні ВН встановлюємо трансформатор струму для зовнішнього встановлення типу ТФЗМ 35Б-1. Його номінальний вторинний струм 5 А, клас точності 0.5 (10Р). Інші параметри приводимо у таблиці 7.3.

Таблиця 7.3 — Параметри трансформатору струму ТФЗМ -35 Б-1.

На стороні НН ТС обираються для встановлення на лінії вводу, на секційному вимикачі та на відгалужувальних лініях.

Визначимо навантаження вторинних обмоток ТС. Прибори для встановлення на стороні НН Вибираємо із таблиці 6.26 і заносимо до таблиці 7.4.

Таблиця 7.4 — Навантаження ТС на стороні НН.

Таблиця 7.4 — Навантаження ТС на стороні НН (продовження).

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТС, встановленого на лінії вводу 6 кВ:

(7.12)

де r_ПРИЛ — опір приладів, Ом;

r_ПРОВ — опір проводів, Ом;

r_К — перехідний опір контактів, Ом. Приймаємо r_К=0.1 Ом.

Опір приладів визначимо за формулою:

(7.13)

де S_ПРИЛ — потужність вимірювальних приладів, що підключені до вторинної обмотки ТС на лінії вводу 6 кВ, ВА;

І_2НОМ — номінальний вторинний струм ТС, А. Для ТС І_2НОМ=5А.

Отже:

.

В якості з'єднувальних проводів приймаємо контрольний кабель АКРВГ з алюмінієвими жилами перерізом 4 мм². Довжину кабелю приймаємо рівною 5 м. Довжину, переріз та марку провідників у всіх випадках приймаємо однаковою.

Опір з'єднувальних проводів визначається за формулою:

(7.14)

де с — питомий опір матеріалу провідника,. Для алюмінію ;

l — довжина кабелю, м;

S — поперечний переріз провідника, мм².

Отже:

Ом.

Визначимо навантаження ТС, встановленого на лінії вводу 6 кВ:

Ом.

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТС, що встановлений на секційному вимикачі.

Опір приладів, що встановлені на секційному вимикачі, визначимо за формулою 7.10:

.

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТС, встановленого на секційному вимикачі:

Ом.

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТС, що встановлені на кожній з відгалужу вальних ліній.

Опір приладів, що встановлені на кожній з відгалужувальних ліній, визначимо за формулою 7.10:

.

Визначимо навантаження вторинної обмотки ТС, що встановлені на кожній з відгалужувальних ліній за формулою 7.9:

Ом.

З таблиці 5.9 для встановлення на стороні 10кВ обираємо ТС для внутрішнього встановлення типу ТПОЛ-10 (ТС прохідний одновитковий із литою ізоляцією). Його номінальний вторинний струм 5 А, клас точності 0.5 (10Р). Інші параметри приводимо у таблиці 7.5.

Таблиця 7.5- Параметри ТС типу ТПОЛ-10.

Таблиця 7.5- Параметри ТС типу ТПОЛ-10 (продовження).

8. ВИБІР ОПЕРАТИВНОГО СТРУМУ

На проектованій ПС систему оперативних ланцюгів складають джерела живлення, кабельні лінії, шини живлення перемикаючих пристроїв і інші елементів оперативного струму даної електроустановки.

На проектувальній ПС система оперативного струму відповідає вимозі ПУЕ по надійності при КЗ і інших анормальних режимах у ланцюгах головного струму.

На проектованій ПС напругою 35/10,5 кВ з вакуумними та елегазовими вимикачами, які оснащені електромагнітним приводом, застосовуємо випрямлений оперативний струм від ТВП. Для випрямлення змінного струму на проектувальній ПС використовуємо:

— блоки живлення напруги (стабілізовані) типу БПНС-2 разом із струмовими типу БПТ-2 — для живлення ланцюгів релейного захисту, автоматики і керування;

— блоки живлення напруги (не стабілізовані) типу БПН — для живлення ланцюгів сигналізації і блокування;

— силові випрямляючі пристрої для живлення ланцюгів керування комутаційними апаратами.

9. ВИБІР СИСТЕМИ КЕРУВАННЯ І КОНТРОЛЮ

9.1 ВИБІР СИСТЕМИ КЕРУВАННЯ

Для керування роботою електричної підстанції в нормальних і аварійних режимах установлюємо допоміжні пристрої, що називаються вторинними пристроями й утворюють систему керування електричної підстанції.

Система керування містить у собі п’ять основних груп пристроїв (підсистем): виміру, сигналізації, регулювання, керування комутаційними апаратами, захисту. Підсистеми виміру і сигналізації забезпечують необхідну інформацію про роботу устаткування; за допомогою підсистем регулювання і керування здійснюється активний вплив, тобто керування об'єктом. При різких відхиленнях від призначеного нормального режиму або при ушкодженні устаткування діє захист і робить автоматичне відключення відповідних елементів.

Для зручності оперативного обслуговування прилади й апарати керування зосередимо на щитах керування (ЩК). Щит керування являє собою пристрій, що містить технічні засоби (прилади, апарати, ключі й ін.) для керування роботою окремого агрегату, групи агрегатів, ділянки електроустановки або установки в цілому (центральний або головний ЩК).

На нашій підстанції встановлюємо централізовану структуру керування. Цє означає, що оперативне обслуговування всього об'єкта ведеться централізовано одною оперативною бригадою без розподілу об'єкта на оперативні ділянки.

9.2 ВИБІР СИСТЕМИ КОНТРОЛЮ

Керування роботою підстанції вимагає безперервного контролю за її режимом, що включає в себе контроль за параметрами устаткування (здійснюється вимірювальною підсистемою) і контроль за станом цього устаткування (здійснюється підсистемою сигналізації).

Вимірами охоплюємо всі параметри устаткування, що визначають режим електричної підстанції.

На електричних підстанціях використовуємо вимірювальні прилади трьох типів:

1) показуючі аналогові і цифрові прилади — для візуального спостереження за параметрами режиму;

2) реєструючі (самописні) прилади — для безперервного графічного або цифрового запису параметрів у нормальному режимі;

3) інтегруючі прилади (лічильники) — для підсумовування показань у часі.

Контроль за роботою двухобмоткового трансформатора здійснюється за допомогою комплекту приладів, встановлених на стороні НН трансформатора, амперметр, ватметр, варметр, лічильники.

10. ВИБІР ТИПІВ ПРИСТРОЇВ РЕЛЕЙНОГО ЗАХИСТУ Й АВТОМАТИКИ

10.1 ЗАХИСТ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ

На проектованій ПС для установлюємо такі види захистів для трансформаторів:

— захист від ушкоджень усередині кожуха і від зниження рівня масла

(застосовується газовий захист, який реагує на утворення газів, що супроводжують ушкодження усередині кожуха трансформатора, а також діюча при надмірному зниженні рівня масла);

— захист від ушкоджень на виводах і від внутрішніх ушкоджень трансформатора (застосовується продольний диференційний струмовий захист, що діє без витримки часу на відключення ушкодженого трансформатора);

— захист від струмів зовнішніх багатофазних КЗ (застосовуються струмовий захист шин секцій РП НН і МСЗ на стороні ВН, призначені для відключення зовнішніх багатофазних КЗ);

— захист від однофазних КЗ на стороні НН (застосовується МСЗ у трьохрелейному виконані, що реагує на струм однофазного КЗ);

— захист від струмів перевантаження (застосовується МСЗ від струмів перевантаження з дією на сигнал з витримкою часу).

10.2 ЗАХИСТ ЗБІРНИХ ШИН

На проектованій ПС для захисту збірних шин установлюємо такі види захистів:

— неповний диференціальний струмовий захист, що реагує на струм КЗ;

— МСЗ на секційному вимикачі, що реагує на струм КЗ.

10.3 ЗАХИСТ ВІДГАЛУЖУВАЛЬНИХ ЛІНІЙ 10 КВ

На проектованій ПС для захисту відгалужувальних ліній 6 кВ встановлюємо такі види захистів:

— захист від багатофазних замикань (застосовується 2-х ступеневий струмовий захист у дворелейному виконанні, що реагує на струми КЗ);

— захист від однофазних замикань на землю (застосовується 2-х ступеневий струмовий захист, що реагує на струм замикання на землю).

10.4 ВИБІР ПРИСТРОЇВ АВТОМАТИКИ — АВР, АПВ, АЧР

На проектованій ПС, на секційному вимикачі встановлюємо пристрій АВР, призначенням якого є здійснення швидкого автоматичного переключення на резервне живлення споживачів, знеструмлених у результаті відключення трансформатора.

Пристрій АПВ встановлюємо на початку живильних ліній проектованої ПС, призначенням якого є повторне включення живлення, що ефективне після відключення КЗ, що відбулося в результаті стикання проводів.

На проектувальній ПС встановлюємо пристрій АЧР, призначений для відключення частини електроспоживачів при виникненні в живильній енергосистемі дефіциту активної потужності, що супроводжується зниженням частоти, з метою збереження джерел, що генерують.

11. РОЗРОБКА СХЕМИ ВТОРИННИХ ЛАНЦЮГІВ ВИМІРЮВАЛЬНОГО ТРАНСФОРМАТОРА НАПРУГИ

На підстанції для вторинних ланцюгів застосовується контрольний кабель з алюмінієвими жилами з напівтвердого алюмінію.

Вторинні обмотки трансформатора напруги заземлюються.

Трансформатори напруги захищені від КЗ у вторинних ланцюгах автоматичними вимикачами. Автоматичні вимикачі установлюються у всіх незаземлених провідниках після збірки зажимів, за винятком ланцюга нульової послідовності (розімкнутого трикутника). Для нерозгалужених ланцюгів напруги автоматичні вимикачі не встановлюються.

У вторинних ланцюгах трансформатора напруги забезпечена можливість створення видимого розриву (рознімні з'єднувачі).

Трансформатори напруги мають контроль справності ланцюгів напруги. Релейний захист, ланцюги якого живляться від трансформаторів напруги згідно ПУЕ, обладнується наступними засобами:

— автоматичне виведення захисту із дії при відключенні автоматичних вимикачів, перегорянні запобіжників і інших порушеннях ланцюгів напруги, якщо ці порушення можуть привести до помилкового спрацьовування захисту в нормальному режимі;

— сигналізація про порушення ланцюгів напруги;

— сигналізація при відключенні автоматичних вимикачів — за допомогою їхніх допоміжних контактів;

— сигналізація для трансформаторів напруги, у ланцюзі обмоток вищої напруги яких установлені запобіжники, при порушенні цілості запобіжників — за допомогою центральних пристроїв.

На збірних шинах 6 кВ до встановлення приймаємо трифазні трьохобмоткові трансформатори напруги типу НТМИ-6−66У3 по одному на кожну шину.

Від вторинної обмотки ТН живляться наступні прилади (рисунок 11.1):

— ватметр, лічильник активної і реактивної потужностей для лінії вводу;

— вольтметр для вимірювання міжфазної напруги і вольтметр із перемиканням для вимірювання трьох фазних напруг секції;

— лічильник активної і реактивної потужностей на кожній із відгалужувальних ліній (по 3 відгалужувальні лінії на кожній секції).

— третя обмотка ТН з'єднана в розімкнутий трикутник і призначена для приєднання приборів контролю ізоляції.

Пристрій контролю ізоляції оснований на вимірюванні сумарних фазних напруг. Напруга на виводах обмотки розімкнутого трикутника дорівнює геометричній сумі вторинних напруг трьох фаз відносно землі. В нормальному режимі напруга на обмотці реле KV дорівнює нулю. При замиканні однієї із фаз на землю на обмотці реле з’являється напруга, що чисельно дорівнює трикратній фазній. Реле спрацьовує і вмикає сигналізацію. При цьому вольтметр пошкодженої фази показує 0, а непошкодженої - .

Рисунок 11.1 — Схема вторинних ланцюгів вимірювального трансформатора напруги: F — плавкий запобіжник; KV — реле напруги; V — вольтметр; W — ватметр; Wh — лічильник активної потужності; varh — лічильник реактивної потужності.